台湾能源匮乏，进口能源依赖度超过95%，台湾年度总体碳排放量首度超过2.93亿吨。中国台湾台中发电站（装机容量：5.7GW）是全球十大火电厂之一，每天用来发电的生煤，使用量高达5万7千吨，每天碳排放达14万吨，二氧化碳排放量为世界第一，尽管是台湾维系能源供应的重要电厂，却也是岛内空气污染的重要来源，中火是中国台湾地区发电量最大的发电厂，年发电量将近全台的五分之一。
中国台湾台中火力发电厂（简称中火）曾经在2019年规划新增2部燃气机组，之后或将成全球最大火力电厂。
风电、光伏、储能是实现能源系统减碳和碳中和的重要手段，一起能看看台湾的光伏、风电、储能产业情况。
日前，台湾省经济部已为2022年安装的光伏项目设定了新的上网电价 (FIT)。那么在台湾省现有的电价机制下，其光伏发展前景究竟如何呢？让我们一起来看看吧！
台湾地区位于环球光伏带上，整体年均日照近1,800小时。2016年相关主管单位积极推动能源转型，2018年安装量首次突破1GW，目标在2025年摆脱核能，并提高再生能源发电占比到20%。相关主管单位规划2025年时，太阳光电装置量将提高到20GW,包括地面14~15GW 与屋顶型 5~6GW 容量。
台湾省位于北回归线，日照丰富，根据气象局的资料显示，台湾的日射量分布平均，从东北角的基隆地区的年平均日照量每平方米每日大约2.2度（kWh），往嘉南平原一直到恒春地区的4.7度增加。总体而言，台湾年平均每平方米每日有3.1度的日射量。
台湾省政府的目标是到2025年安装20GW的太阳能，其中3GW的屋顶光伏和17GW的地面安装容量。 根据国际可再生能源机构的最新统计，截至2020年底，该岛的光伏装机容量约为5.8 GW。
截至2020年2月底，台湾太阳光电累计装置容量为4,261千瓩（4.261GW），占全部再生能源装置容量的比例为53.9%，1~2月发电量为7.65亿度（0.765GWh），占可再生能源发电比例为34%，占总发电1.86%。台湾2019年新增太阳光电装置容量为1.41GW，占全球新增比例为1.43%。
截至去年11月底，中国台湾市场2021年1-11月新增光伏装机1.45GW，同比增长12%。其中2021年11月新增光伏装机155MW，同比有所下降但环比增加38%，处于逐步复苏状态。
那么在中国台湾，一套太阳光电发电系统的安装费用如何呢？
根据台湾主管部门网站显示，目前台湾市面上的户用系统单价约为每千瓦51,300 至71,000新台币（11.7元-16元/瓦），但太阳光电发电系统的安装费用会随系统的容量大小、选用的材料、安装方法、施工难易度以及是否需要额外的服务等而有所差异。
据当地安装商报价，根据不同的安装容量，42000-80000台币/kw（9.6/W-18.4/W）都有。
为鼓励设置太阳光电发电系统，台湾主管部门「再生能源发展条例」第9条规定，每年审定太阳能购费率，对于可再生能源电力，以优惠固定价格、长期保障收购作为补助。
台湾省经济部在一份声明中表示：FIT费率在2022年分为三个阶段，并基于容量大小和类别。超过1MW的地面安装项目的FIT 将介于每千瓦时NT4.0031（0.14 美元）和NT3.8680 之间，而对于超过1MW的浮动光伏阵列，则介于NT4.3960 和 NT4.2612之间。
容量从1到10kW的住宅装置将获得NT5.8952（0.21 美元）和NT5.7848 之间的FIT。 装机功率为 20 至 100 kW 的光伏系统将获得 NT4.5549（0.16 美元）和 NT4.4538 之间的FIT。
此外，从100到500kW 的装置将有权获得 NT4.0970（0.14 美元）和NT3.9666 之间的 FIT。 对于容量介于500kW和1MW 之间的项目，FIT将介于NT4.1122（0.14 美元）和NT3.9727之间。
所有类型的光伏系统将适用新台币0.0656/kWh的电网电价。 同时，经济部表示，通过这笔费用筹集的资金也将用于建立光伏组件回收计划。
其实在2019年，台湾省就出台过相应的补贴政策促进光伏产业发展。
台湾主管部门在2019年9月份公布的新FIT价格。尽管今年削减了上网电价，但太阳能项目仍能享受每千瓦时约13-15美分的20年期付款政策。对于小型屋顶项目（18美分）、漂浮电站（最高16美分）而言，费率甚至更高；如果电站使用经过认证的本地组件，则还会另外获得6%的费率优惠。
(一)针对有设置或共用69kV以上升压站之太阳光电发电设备，保障自同意备案之日起至少18个月，最多可至24个月内完工者，仍得以适用同意备案时之费率。
(二)符合教育部规范太阳能光电风雨球场，购费率加成6%。
(三)屋顶型太阳光电发电设备设置于原住民族地区或偏远地区者，购费率加成1%。
在BIPV项目方面，台湾省的补助办法主要为依据建筑整合型太阳光电发电设备示范奖励办法。
（一）以下列方式之一设置而与建筑物整合以取代全部或部分建材，且移除后将致建筑物功能减损者：
1. 顶盖式：太阳光电模组直接作为全部或部分之顶盖建材，具供建筑物封闭、覆盖及防水功能。（BIPV屋顶）
2. 帷幕式：太阳光电模组直接作为帷幕墙之全部或部分建材，并具供建筑物封闭及防水功能。（光伏幕墙）
（二）总装置容量超过 10（峰）千瓦，不及 500（峰）千瓦。
（四）成本须高于申请受理年度主管机关公告屋顶型太阳光电发电设备电能购费率采用参数之期初设置成本。建筑物，须符合建筑法第4条规定，且非以软质塑胶布、硬质塑胶或其他易于拆卸之建材完整包覆。
申请程序主要可分为三阶段，经能源主管部门认可为 BIPV，经审查补助金额，最后领款，其应备文件如下：
（一）建筑整合型太阳光电发电设备（BIPV）认可申请，应填具认可申请表，并检附下列文件：1. 设置计划书（含装置容量、模组及变流器之型号及规格、电力品质、系统安全、配置说明、维护规划）。
2. 申请人身份证。但申请人为政府机关、公立学校及医院，得以机关函文为之。
5. 设置建筑整合型太阳光电发电设备建筑师设计签证表。
6. 总购置费用明细及每千瓦（峰）平均成本预算文件。
（二）示范奖励补助金额申请，应填具申请表，并检附下列文件：
4. 总购置费用明细及每千瓦（峰）平均成本最终文件。
5. 经营电力网之电业核发之完成并联通知文件副本。
中国台湾拥有丰富的风能资源，每年夏季强劲的西南气流与冬季东北季风，使台湾沿海成为发展风力发电的最佳地点。特别是澎湖海岸附近，每年可用风力约4000小时。台湾风力发电产业起源于上世纪80年代发生能源危机时期，岛内一些研究机构陆续开发出4千瓦、15千瓦与150千瓦风力发电机。2000年，发布《风力发电示范系统设立补助办法》，分别在澎湖、云林和新竹设立3座风力发电系统，总装机容量为8.64兆瓦。
2004年台向民间企业开放发电业务，由民营企业2006年在苗栗建设50兆瓦风力发电厂。随着全球风力发电市场快速增长，岛内企业开始进入风力发电零组件产业，包括叶片、铸件、变压器等。如今，岛内风力机设备及上中下游产业供应链已渐趋完整，但现有风场的设备及备品等仍以进口为主。
目前，台湾岛内的风力发电设备供应商有10多家，其中东元公司主要生产发电机、电力转换系统和控制系统，中兴电工生产机舱罩、叶片、鼻锥等先进复合材料；台塑重工、汉翔、中钢旗下的中钢机械、金丰机器等企业制造齿轮箱、机座、塔架等，星能、永传、海鼎、台湾工机、永冠能源、红叶风电、华城电机、台船、桦棋、环兴、亚力电机等企业生产其他零配件，另外还包括提供叶片树脂材料的上纬、长兴等厂商。这些厂商多为风力机零部件生产企业，由于过去陆域内需市场规模不大，厂商以海外市场为主，大型风机元件如发电机、铸件、叶片及叶片树脂等已进入国际大厂供应链。它们共同组成“台湾离岸风电联盟”，正积极研发海上离岸风电技术，建立本土化的设备零部件供应链，而台湾产的小型风力机已具备出口能力，主要面向欧洲和中国大陆，在岛内主要用于风光互补路灯、学校、民宿等发电设施。
2013年台湾风力发电产业产值为新台币85亿元，较2012年增长18%。截至2013年底，岛内共设立311座大型陆域风力发电机，其中161座由台电公司建设，其余由民间企业如英华威等公司承建，分布在台湾西海岸最北端的石门直至屏东县南部的恒春一线的24处风力发电场，主要集中部署在风力较强的桃园观音、台中高美湿地、彰化县的彰滨及云林县的麦寮等地，另外在金门和澎湖也有一些，累计装机容量约6142兆瓦。但这些风力机除了电缆埋设、基础、塔架外，其他设备皆由国外整机进口，岛内企业虽然在风力机智能监控系统、机电设备、钢构元件及相关工程技术能力方面具有一定优势，但缺乏大型风力发电机组的大功率系统整合技术，导致市场规模不大，难以扶植关联企业成长。
由于岛内的陆地风电资源基本开发完毕，且风力机噪声扰民，受到当地民众和环保组织反对。台当局将离岸风力发电作为今后发展的重点，2011年8月发布“千架海陆风力机”计划，规划2020年前陆域风场总共设立450座，总装机容量约1200兆瓦，年产值达新台币540亿元，并创造1万个就业机会；2030年前安装约600座离岸风力机，总装机容量达3000兆瓦，与陆域风力机合计超过千座，总装机容量将达4200兆瓦，可创造超逾5000亿元新台币的风能产业链，扶植至少两家大型风力机关键零组件厂商与1家具备施工船队的离岸风电海事工程企业，成为亚太地区海事工程服务团队。
岛内风场开发的规划原则为先陆域后海域，陆域风电部分将先开发优良风场，再开发次级风场。离岸风电部分则考量技术与财务风险，先从浅海区域（20米水深以内）推动企业设立示范风场，待取得相关技术及经验后，再在深海区域（20米水深以上）采用区块开发方式带动大规模开发。
基于上述对于风电开发规划，进一步强化风能开发利用，台当局决定大力发展海上风能产业，于2011年8月发布《风力发电离岸系统示范奖励办法》，希望以此带动风能开发重心由陆域逐步推向离岸，并已于2013年1月完成候选厂商的评选。台当局通过提供经费奖励，协助岛内企业完成风场建设的前置作业，并打通法规上障碍，降低离岸风电开发的风险，加速首座离岸风场开发。
离岸风电示范奖励办法将鼓励开发示范机组共4个项目，在2015年完成设立。每个项目风场示范作业奖励费用约新台币2.5亿元；同时依示范机组容量大小，将提供最多50%的奖励费用。整个示范风场将于2020年完成约320兆瓦浅海风场开发，相当于90座单机容量3.6兆瓦的大型海上风力发电机。待岛内建立相关技术及经验后，采区块开发方式（如彰化、云林、澎湖等外海海域），带动大规模开发，并逐步扩展至深海区域，以逐步达到装机容量3，000兆瓦目标，合计离岸共设立600座风力发电机。
陆域风电部分，陆域优良风场已趋饱和，将在2020年以前开发完成，最多可设立约450座风力发电机，约相当于1200兆瓦装机容量。在2030年前，岛内在陆域与离岸总共要设立1000多座风力发电机，总装机容量将达4200兆瓦，创造新台币5000亿元风力发电产值。
以分散式电力及都会型电力为发展诉求的小型风力发电机产业近年在全球稳定且显著增长，根据2013年世界风能协会报告分析，全球小型风力发电机近年增长率高达35%，预计至2020年，平均年增长率至少可达20%。目前全球主要市场依序为中国大陆、美国和英国，其中2012年中国大陆累计装机容量已达355.5兆瓦，年增48.9兆瓦，总销售量达9.3万台，年产值约新台币39亿元。
目前，台湾岛内5千瓦以下的小型风力发电机整体产业链已发展成熟，产品100%自制，2012年出货量4497台，2013年超过6000台，仅次于中国大陆、美国及英国，高居全球第四位，年产值约新台币3亿元，增长率43%，外销比重高达94%，其中中国大陆市场即占67%。目前产品仍以水平轴风力机出货量较高，但垂直轴风力机产品正在增长快速。
考虑到优先推动小型风力发电的利基市场，台湾小型风力机产业发展以岛内分散式能源布建功能为发展方向，2020年台湾产品全球市场占有率达全球第二，每年创造至少新台币150亿元产值为目标，并于2020年达30兆瓦、2025年达100兆瓦岛内小型风力机装置量。
台湾海上风电第三阶段规划，即2026年~2035年的海上风电规划
根据去年11月透出的风声，新规划极有可能在原计划2026年~2035年开发5GW的基础上翻倍，即10GW。因此，上月“大选”一结束，众多来自欧洲和日本的海上风电开发商、整机商和其他产业链上的企业马上行动起来，包括法电、Innogy、挪威国家石油公司、日本电力巨头JERA，以及原本就已经进驻台湾地区海上风电市场的沃旭、北国电力、哥本哈根基础设施合作伙伴基金。
台湾海上风电第一阶段、第二阶段招标在2018年举行，7家开发/投资商获得了总规模为5.5GW的项目，执行期为2019年~2025年。
第三阶段的10GW的开发容量将分为两部分实施，即2026年~2030年5GW，2031年~2035年5GW，两个阶段分别招标。
其中，第一部分5GW可能在今年底或明年初招标。这5GW可能会优先考虑一部分在之前两个阶段竞标失败但已获得环境许可的4.5GW项目。不过，这些项目不仅要在之前投标的基础上削减容量，电价也必然比前两个阶段低。据估计，5GW中，之前两个阶段竞标失败的项目和新项目的比例大约是1:1。
和之前两个阶段一样，产业链本土化也将是第三阶段首次竞标的基本原则。根据“立法院”的要求，竞标企业必须承诺其对台湾地区海上风电产业链的促进作用，并着重强调了海上升压站、风机叶片、齿轮箱等核心环节。
中国台湾计划到2025年实现27GW的可再生能源装机，到2030年达到45GW，台泥公司认为，为了有效地整合和使用这些可再生能源，2025年需要部署超过5GW的储能，到2030年则至少需要9GW的储能。
到2025年，全球储能容量将达到362 GWh。中国将超越欧洲，而美国则将成为世界上增长最快的能源存储市场。
